СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ВОДЫ В ДОБЫВАЮЩИЕ НЕФТЯНЫЕ СКВАЖИНЫ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, используемым для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины.

Известен состав для изоляции притока пластовых вод в скважину и способ его получения (см. а.с. СССР №872734, кл. Е21В 43/32, опубл. Бюл. №38 от 15.10.1981 г.). Состав содержит водный раствор диэтаноламида жирных кислот с 10-16 углеродными атомами и дисперсную фазу - парафин, который в расплавленном виде эмульгируют в нагретом выше температуры плавления парафина водном растворе эмульгатора с последующим естественным охлаждением полученной прямой эмульсии до отвердения дисперсной фазы.

При закачивании в скважину указанного водопарафинового состава пористая среда становится насыщенной не только водой, но и выделившимся парафином, снижающим фазовую проницаемость. Однако при использовании указанного состава для изоляции притока пластовых вод в скважину во время закачки полученной суспензии парафина в пласте будет происходить закупорка призабойной зоны отфильтрованным парафином с последующим образованием корки парафина и ростом давления. В результате из-за недостаточной глубины проникновения парафиновой фазы в призабойную зону не будет достигнута необходимая эффективность работ.

Известен способ ограничения водопритока и водонефтяная эмульсия, используемая в способе (см. а.с. №726305, кл. Е21В 33/138, опубл. Бюл. №13 от 05.04.1980 г.), включающий закачку в пласт гидрофильной водонефтяной эмульсии, содержащей водный раствор диэтаноламида жирных кислот с 10-16 углеродными атомами и дисперсную фазу - нефть.

Недостатком данного способа является обводнение скважин за короткий срок из-за недостаточной вязкости выделившейся при распаде эмульсии нефти.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ ограничения водопритока в эксплуатационные скважины (см. патент RU №2221130, Е21В 33/138, опубл. 10.01.2004 г.), содержащий водный раствор диэтаноламида жирных кислот с 10-16 углеродными атомами и парафин в качестве дисперсной фазы.

Указанный способ можно взять в качестве прототипа.

Недостатком прототипа является низкая селективность и фазовая неустойчивость изолирующего состава, что сказывается в конечном счете на эффективности ограничения водопритока.

Техническим результатом заявленного изобретения является повышение эффективности проведения водоизоляционных работ в добывающих скважинах за счет использования гомогенного состава селективного действия к водонасыщенным участкам терригенных и карбонатных коллекторов.

Поставленный технический результат решается за счет того, что состав включает в себя амиды жирных кислот и пресную воду.

Новым является то, что состав в качестве амидов жирных кислот содержит этаноламиды жирных кислот с 12-18 углеродными атомами, в который дополнительно включены вторичные и многоатомные спирты при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Этаноламиды жирных кислот 40…50.

Вторичный спирт 10…20.

Многоатомные спирты 10…20.

Пресная вода - остальное.

Состав экологически безопасен и может быть приготовлен в виде концентрата и доведен, перед использованием, до товарного вида пресной водой. В качестве сырья для производства могут быть использованы:

Парафины пр-ва ОАО Химпром (г. Волгоград);

Олефины пр-ва ОАО Нижнекамскнефтехим (г. Нижнекамск);

Этаноламины пр-ва ОАО Казаньоргсинтез (г. Казань) или ООО Синтез-ОКА (г. Дзержинск);

Этаноламиды синтетических жирных кислот пр-ва ЗАО НПО «Татхимпродукт» (г. Казань);

Изопропанол пр-ва ОАО «Синтез» (г. Дзержинск);

Изобутанол пр-ва Завод Бутиловых Спиртов ЗАО «Сибур-Химпром» (г. Пермь);

Моно-, ди-, триэтиленгликоли пр-ва ОАО Нижнекамскнефтехим (г. Нижнекамск) или ОАО Казаньоргсинтез (г. Казань).

Механизм селективного действия заявленного состава основан на избирательном образовании закупоривающего изоляционного экрана при контакте с пластовой водой. В нефтенасыщенных интервалах при контакте с нефтью состав не формирует изоляционный материал. Таким образом, композиция сама «находит» в пласте зону притока пластовой воды в скважину и блокирует его.

Эффективность состава достигается избирательной изоляцией обводненных интервалов нефтяного пласта, блокированием водонасыщенных (обводненных, промытых) интервалов пласта и сохранением проницаемости нефтенасыщенных, при закачке реагента по всей толщине перфорированного пласта как в вертикальных, наклонных, так и в скважинах с горизонтальными стволами.

Совокупность отличительных признаков заявленного состава приводит к повышению гидродинамического сопротивления в промытых заводнением зонах пласта и позволяет создавать необходимые депрессии для извлечения нефти из менее проницаемых пропластков.

Для подтверждения эффективности применения состава были проведены исследования на четырех моделях нефтяного пласта с параметрами, представленными в таблице.

В лабораторных условиях свойства заявленного состава исследовались на одиночных моделях пласта с остаточной нефтенасыщенностью, представляющих собой металическую трубку длиной 330 мм и диаметром 33 мм, заполненную молотой породой. Для создания реликтовой водонасыщенности модели под вакуумом насыщались пластовой водой. Для создания начальной нефтенасыщенности пластовую воду из порового пространства вытесняли нефтью. Вытеснение проводили до полной стабилизации фильтрационных характеристик на выходе из пористой среды. При создании остаточной нефтенасыщенности модели подключались к напорной емкости и проводилось вытеснение нефти из порового пространства модели пластовой водой. Вытеснение нефти проводили до полной обводненности продукции на выходе модели. Все этапы эксперимента проводились при температуре 26°C.

После создания остаточной нефтенасыщенности в поровом пространстве модели нефтяного пласта, в соответствии с постановкой задачи в эксперименте, с обратной стороны был введен состав в объеме 10% от порового объема модели. В составе содержится N-(2-гидроксиэтил)амид пальмитиновой кислоты (40%), изопропанол (20%), этиленгликоль (20%) и вода (20%). После ввода реагента было продолжено вытеснение нефти пластовой водой в первоначальном направлении. При проведении экспериментов в модели №3 и №4 реагент продавливался в пористую среду пластовой водой в объеме 10% от объема пор модели.

Проведено четыре эксперимента:

Модель №1 карбонатная насыщалась пластовой водой и нефтью, отобранными из скважины, эксплуатирущей карбонатные отложения.

Модель №2 терригенная насыщалась пластовой водой и нефтью, отобранными из скважины, эксплуатирущей карбонатные отложения.

Модель №3 карбонатная насыщалась пластовой водой и нефтью, отобранными из скважины, эксплуатирущей терригенные отложения.

Модель №4 терригенная насыщалась пластовой водой и нефтью, отобранными из скважины, эксплуатирущей терригенные отложения.

По экспериментально полученным графикам на фиг.1-4 показано изменение проницаемости моделей пласта по воде при вытеснении нефти пластовой водой, вводе реагента и дальнейшей фильтрации пластовой воды в направлении вытеснения.

При анализе представленной таблицы и графиков на фиг.1-4 видим снижение проницаемости моделей от 1,85 раз (модель №4) до практически полного затухания фильтрации (модель №3).

Более стабильные результаты получены при моделировании с использованием пластовой воды и нефти, отобранной из скважины, эксплуатирующей карбонатные отложения (модели №1, 2), снижение проницаемости по воде составило 6,6-6,8 раз.

Таким образом, проведенные лабораторные исследования показали, что предлагаемый реагент приводит к снижению проницаемости по воде модели пласта.

Пример конкретного выполнения

Предлагаемый состав был использован для ограничения притока воды в добывающую скважину №1380 Дачного месторождения ОАО «Иделойл». Скважина №1380 эксплуатирует верейский горизонт среднего карбона с обводненностью добываемой продукции 95%. После закачки в продуктивный пласт 5 м³ состава обводненность снизилась до 6,7%, при этом дебит скважины по нефти увеличился в 2 раза. Эффект увеличения дебита по нефти и по снижению обводненности в скважине продолжается с марта 2011 года по настоящее время.

Состав прост и технологичен, обладает высокой эффективностью для повышения нефтеотдачи обводненных пластов как в вертикальных, наклонных, так и в скважинах с горизонтальными стволами, в т.ч. находящихся в поздней стадии разработки.

где V_пор - объем пор модели нефтяного пласта, см³;

k_абс - абсолютная проницаемость (по газу), мкм²;

k_вод - проницаемость модели по воде, начальная, мкм²;

S_н - максимальная (начальная) нефтенасыщенность (объем пор модели, занятый нефтью), %;

k_неф - проницаемость модели по нефти, мкм²;

S_ост - нефтенасыщенность модели после вытеснения водой (в % от начальной нефтенасыщенности), %;

k_{вод.ост.н/н} - проницаемость модели с остаточной нефтенасыщенностью по воде, мкм²;

S_{ост.кон} - нефтенасыщенность модели после воздействия реагентом и дальнейшего вытеснения водой (в % от начальной нефтенасыщенности), %;

k_{вод.кон} - проницаемость модели после воздействия реагентом и дальнейшего вытеснения водой, мкм.